авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 || 12 | 13 |   ...   | 18 |

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЛЕНИНГРАДСКАЯ ШКОЛА ЛИТОЛОГИИ Материалы Всероссийского литологического совещания, посвященного 100-летию со дня рождения Л.Б. ...»

-- [ Страница 11 ] --

По направлению к осевой части рифта со стороны южного склона Камовского свода отложения та сеевской серии наращиваются за счет появления в алешинской свите песчаных и алевритистых пачек.

Нижняя часть южного склона характеризуется развитием второго типа разреза отложений тасеевской серии (Платоновская 1, Платоновская 2). Разрез представлен мощной глинистой пачкой, над которой залегают гравийно-песчаные отложения с глинисто-алевритистыми прослоями (мощность разреза 100 150 м). В западном направлении доля и мощность песчаных прослоев увеличивается (от 1-2 до 3-5 м). В западном направлении увеличивается мощность песчаных прослоев с высокими фильтрационно емкостными значениями. Коэффициент пористости в этих отложениях достигает 20-22%, проницаемости 850-900 мДа (скважина Оморинская 11).

В осевой части рифтовой зоны прогнозируется выделение третьего типа разреза. В исследуемой об ласти отложения тасеевской серии не вскрыты. В восточной части предполагаемые аналоги тасеевской серии обнажены на Чадобецком выступе. Предполагается, что в осевой части получили развитие отло жения алешинской, чистяковской и мошаковской свит. В пределах осевой зоны максимальная мощность отложений тасеевской серии прогнозируется в западной части (в зоне сочленения с Енисейским кряжем).

В восточном направлении мощность отложений, вероятно, будет уменьшаться, с увеличением доли гли нистых прослоев. В осевой части палеорифта, вероятно, будут развиты более глинистые отложения.

Следующий тип разреза развит в южной прибортовой зоне Иркинеево-Чадобецкого палеорифта (Абаканская 1, Берямбинская 2). Отложения этого типа разреза характеризуются значительной мощно стью (250-300 м), высокими значениями коэффициента песчанистости. Коэффициент пористости в сред нем составляет 12-15%, достигая 18-20%. Значения проницаемости низкие и, как правило, не превышают 5-10 мДа. Основные газовые месторождения приурочены к данному типу разреза. Отличительной осо бенностью отложений данного типа является высокая степень трещиноватости. В разрезах Абаканской скважины 1 развиты многочисленные вертикальные и субвертикальные трещины, раскрытостью до 1- мм и более, частично минерализованные. Раскрытость трещин и их частичная минерализация увеличива ется вверх по разрезу до определенного уровня, где трещины минерализуются полностью. В этой сква жине, вероятно, система таких вертикальных и субвертикальных трещин соединяет тонкие пористые песчаные прослои тасеевской серии, создавая тем самым сложную фильтрационно-емкостную систему.

Высокие дебиты газа (до 1 млн м3 в сутки) очевидно объясняются описанной выше моделью строения верхнерифей-вендского резервуара.

Пошибаев Владимир Владимирович – аспирант, младший научный сотрудник, РГУ нефти и газа имени И.М.

Губкина. Научный руководитель: докт. геол.-мин. наук, проф. О.В. Постникова. Количество опубликованных работ:

12. Научные интересы: литология, минералогия, породы-коллекторы нефти и газа. E-mail: poshibaev@yandex.ru © В.В. Пошибаев, В. В. Пустыльникова, Н.А. Иванова СТРОЕНИЕ, ЛИТОЛОГИЯ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ОСИНСКОГО ГОРИЗОНТА В СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ БУРЕНИЯ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ СКВАЖИНЫ СРЕДНЕКОЧЕМСКАЯ 251) До последнего времени северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) оставался слабо изученным как в отношении нефтегазоносности, так и в отношении геологического строения в целом. Бурение в данном районе Среднекочемской параметрической скважины 251 (рис. 1) до пород фундамента позволило уточнить геологическое строение и оценить нефтегазоносный потенциал. Одним из перспективных нефтегазоносных горизонтов (НГГ) в районе НБА считается осинский, который выде -178 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

ляется в объеме средней подсвиты усольской свиты нижнего кембрия, имеет широкое распространение и перспективен практически на всей её территории. Здесь его мощность меняется в пределах 30-80 м.

900 960 1020 1080 1140 1200 Ни ж.

Тун г уск а.

КУРЕЙСКАЯ СИНЕКЛИЗА ИЗ Я КЛ СКА АН ОБИН О Чуня А СК БО НЕП Ен и ТЕ ТУ се й Чу на на Ле КрасноярскКан Братск АНГАРО-ЛЕНСКАЯ ал СТУПЕНЬ айк оз. Б Иркутск 100 0 100 200 км Рис. 1. Обзорная карта Восточной Сибири 1 - административные границы, 2 - граница Непско-Ботуобинской антеклизы, 3 - место расположения параметриче ской скважины Среднекочемская В Среднекочемской параметрической скважине 251 среднеусольская подсвита вскрыта в интервале 2589-2639 м, ее мощность составила 50 м, мощность выделенного осинского горизонта составила 35 м (2599-2634 м).

По данным описания керна и результатам аналитических исследований пород осинский продуктив ный горизонт подстилается: доломитами (2 м), серыми и темно-серыми, микрозернистыми, плотными, послойно глинистыми, послойно с обломочной структурой (обломки галечно-гравийной размерности, изометричной, овальной формы, окатанные, полуокатанные), линзовидно-, тонко-, горизонтальнослои стыми, со слойками ангидрита (1-2 см) серо-голубоватого цвета.

Осинский горизонт представлен мощной толщей (35 м) доломитов органогенных (преимущественно водорослевых) в различной степени известковистых. В нижней части разреза доломиты мелко тонкозернистые с тонкими прослоями известняков и линзами ангидритов, послойно кремнистые;

в верх ней - доломиты мелко- очень мелкозернистые – без прослоев известняков, с сульфатизацией в кровле в виде прослоев и линз ангидрита. Текстуры пород пятнисто-узорчатые по всему разрезу, слоистые и вол нистослоистые в верхней части. В основании толщи – породы с обломочными структурами и брекчие видными текстурами, обломочные структуры также отмечаются и в кровельной части горизонта. В со ставе пород по всему разрезу присутствует органическое вещество (ОВ). По всей толще породы кавер нозные и трещиноватые, участками пористые, в средней части – стилолитизированные, уплотненные. В кавернах - ангидрит, кальцит и галит, по трещинам развиты ангидрит и галит, единично отмечаются ско пления органического вещества.

По результатам петрографического анализа пород в шлифах нижняя часть осинского горизонта сло жена доломитом, известковистым с реликтовой водорослевой структурой, разнозернистым, узорчато пятнистым, слабо засолоненным, кавернозно-пористым. Текстура пород узорчато-пятнистая, участками слоистая, обусловлена неравномерной пятнистой и послойной перекристаллизацией, выщелачиванием, кальцитизацией и микростилолитизацией. Структура доломита мелко- и очень мелко-тонкозернистая.

Тонкозернистый доломит в виде неправильных зерен, окрашенных ОВ в желто-коричневый цвет. Мелко -179 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа и очень мелкозернистый доломит представлен совершенными, реже несовершенными ромбовидными зернами, часть ромбовидных зерен доломита развита по кальциту. Кальцит (5-20 %) микро тонкозернистый сохранился в реликтовых участках, а мелко- и очень мелкозернистый выполняет порово каверновое пространство. Галит (от 1 до 15%) в порах и кавернах. Глинисто-органическое вещество (2%) черного цвета выполняет микростилолиты, нитевидные прожилки, тонко рассеяно в микрозернистом доломите. ОВ (2%) желто-коричневого цвета распределено по перекристаллизованному доломиту пят нами, пленками, подчеркивает водорослевую структуру. Форменные элементы: в интенсивно перекри сталлизованном, выщелоченном, кальцитизированном доломите видна реликтовая водорослевая струк тура (20-60%), подчеркиваемая ОВ, узорчатым распределением тонкозернистого доломита, окрашенного в коричневатый цвет. Постседиментационные процессы: перекристаллизация доломита диагенетическая (до 25%), катагенетическая (до 40%);

кальцитизация (2-10%);

доломитизация (5-8 %);

засолонение (1 15)%. Пустотное пространство: поры и каверны (30-35%) образованы преимущественно за счет перекри сталлизации и замещения, в меньшей степени за счет выщелачивания, размером от 0,01 до 7,0 мм, изви листой полигональной, неправильной формы, заполнены кальцитом, галитом, частично свободные. Мик ростилолиты сутуровидные, ориентированные по слоистости, короткие, затухающие, изогнутые, ветвя щиеся, извилистые, заполнены глинисто-органическим веществом. Микротрещины короткие, послойные, реже субвертикальные, открытые и залеченные галитом.

Верхняя часть горизонта по данным описания шлифов состоит из доломита очень мелко мелкозернистого с реликтами водорослевой структуры, линзовидно-, горизонтально-, волнистослоисто го, пористо-кавернозного, обогащенного ОВ. Текстура его узорчато-пятнистая, линзовидно волнистослоистая за счет участков, обогащенных ОВ, неравномерной перекристаллизации, также под черкивается микростилолитами. Структура: доломит преимущественно очень мелкозернистый, сложен зернами неправильной и ромбовидной формы, размером 0,04-0,3 мм, интенсивно перекристаллизован. В реликтах водорослевых образований доломит микро-тонкозернистый. Галит (5-7%) в порах и кавернах.

Глинисто-органическое вещество (2%). ОВ (6-7%) темно-коричневого до черного цвета, в мелких порах, межзерновом пространстве, пленками («короткими штришками»), сосредоточено в линзах и слойках, в микростилолитах. Форменные элементы: фрагменты с водорослевой структурой (10-40%, редко до 80%), размером 3-4 мм, выполненные мелко-тонкозернистым доломитом, пористые. Постседиментационные процессы: перекристаллизация доломита до 90%;

засолонение - 5-7%. Пустотное пространство: поры, (до 10%) угловатой, неправильной, извилистой формы, выполнены ОВ (полностью и пленками по стен кам), галитом и свободные;

каверны (10-20%), неправильной и щелевидной формы, размером до 7 мм, свободные и частично или полностью выполненные галитом, ангидритом, доломитом, кальцитом, в ред ких случаях, в центральной части пор – аутигенным кварцем. Часть каверн представляет собой интен сивно выщелоченные водорослевые фрагменты. Отмечаются внутриформенные щелевидные каверны.

Микростилолиты горизонтальные, зачаточные зубчатые, волнистые, ветвящиеся, выполненные черным ОВ.

Осинский горизонт перекрывается сульфатно-карбонатной толщей, представленной переслаиванием ангидритов доломитовых серых и темно-серых;

доломитов ангидритистых серых;

доломитов глинистых темно-серых до черных и ангидритов голубовато-серых.

Фильтрационно-емкостные свойства осинского продуктивного горизонта: значения открытой порис тости составляют первые проценты, иногда достигая 5-6%, единично до 9%;

значения газопроницаемо сти, как правило, менее 1·10-3 мкм2, в некоторых случаях около 2·10-3 мкм2, в единичных образцах до – 18·10-3 мкм2. По классификации А. А. Ханина [1], породы осинского горизонта можно отнести к коллек торам V - VI класса, с прослоями коллекторов IV класса.

При испытании в открытом стволе из осинского горизонта притока не получено.

При испытании в колонне по техническим причинам была испытана только верхняя часть горизонта в интервале 2597-2607 м, пробоотборником ВПП-300 было отобрано 7 проб разгазированной жидкости.

Максимальный газовый фактор составил 0,83 м3газа/м3 жидкости. Объект был признан слабо проницае мым («сухим»), с газовым насыщением (закрытых пор). Можно предположить, что осинский горизонт содержит газовую (газоконденсатную) залежь.

Литература 1. Ханин А. А. Породы коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.

Пустыльникова Валентина Вениаминовна - кандидат геолого-минералогических наук, заве-дующий группой отдела методики поисков и разведки месторождений нефти и газа ФГУП «СНИИГГиМС». Количество опублико ванных работ 20. Научные интересы: литология, фациальный анализ, седиментогенез, нефгегазоносность. E-mail:

pustylnikova@rambler.ru Иванова Наталья Алексеевна - кандидат геолого-минералогических наук, заведующий группой отдела методи ки поисков и разведки месторождений нефти и газа ФГУП «СНИИГГиМС». Коли-чество опубликованных работ: 25.

Научные интересы: литология, фациальный анализ, седиментогенез, нефгегазоносность. E-mail:

nataivanova76@rambler.ru © В. В. Пустыльникова, Н. А. Иванова, -180 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

А.С. Рахматуллина, Л.В. Соловьева, В.В. Пошибаев ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ РИФЕЙСКИХ КРЕМНИСТО КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БАЙКИТСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ Рифейские кремнисто-карбонатные отложения – основной объект поисково-разведоч-ных работ на нефть и газ на территории Байкитской антеклизы. Нефтегазоносность данного региона приурочена к карбонатному комплексу рифейского возраста, здесь уже открыты такие крупные месторождения как Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское.

Несмотря на то, что месторождения разрабатываются с 80-х годов прошлого века, адекватных пред ставлений о строении этого объекта до сих пор не существует. Во многом это связано со слабой степе нью изученности данной территории и крайней сложностью геологического строения. В связи с этим, для создания корректной геологической модели рифейского природного резервуара были проведены комплексные литолого-петрофизические исследования с использованием новейших технологий изучения структурно-вещественных особенностей пород-коллекторов.

По результатам макро- и микроскопического изучения керна были выделены следующие основные литотипы, циклично повторяющие в разрезе: доломит строматолитовый слоистый, доломит строматоли товый с реликтовой кружевной структурой, доломит интракластовый. Породы отличаются высокой сте пенью преобразованности вторичными процессами: перекристаллизацией, доломитизацией, окремнени ем. Вторичные процессы имеют стадийный характер и неоднозначно влияют на фильтрационно ёмкостные свойства пород.

Разрез рифейских карбонатных отложений характеризуется циклическим строением. Циклиты име ют трансгрессивную направленность. В нижней части циклитов залегают доломиты интракластовые.

Средняя часть циклита представлена доломитами строматолитовыми пластово-слоистыми. Завершают разрез циклита доломиты строматолитовые биогермные с реликтовой кружевной структурой. В верхней части изучаемого разреза в седиментационных циклитах строматолитовые доломиты отсутствуют, что, видимо, связано с опускание уровня моря.

В целом, цикличность строения разреза обусловлена колебаниями уровня моря и кислотно щёлочного режима бассейна осадконакопления. Отложения нижних частей циклитов формировались в условиях крайнего мелководья, часто привноса обломочного материала и достаточно высокой гидроди намической активности, что способствовало появлению в породах интракластовых структур. Постепен ное углубление бассейна, уменьшение привноса обломочного материала способствовало формированию биогермных образований, а в условиях крайнего мелководья – пластово-слоистых строматолитов. Обра зование отложений верхней части циклита происходило при некотором обмелении бассейна, вплоть до выхода на поверхность строматолитовых образований. Подобного рода отложения были описаны в рабо тах Е. М. Хабарова [1].

В породах разреза выделяются различные генетические типы пустотного пространства, приурочен ные к различным частям седиментационных циклитов. Зачастую в кровельной части циклита отмечаются зоны развития щелевидных пустот (рис. 1), имеющие сложный генезис, связанный с особенностями се диментации и проявления вторичных процессов (выщелачивание, окремнение, трещинообразование, стилолитизация). Вероятно, данный тип пустот образовался в связи с выходом строматолитовых ламин на поверхность, их взломом, выщелачиванием и вторичным минералообразованием. В средней и верхней частях циклитов отмечаются остаточные фенестровые и внутрикаркасные пустоты а также пустоты вы щелачивания по первичным порам.

Рис. 1. Крупные щелевидные пустоты, развитые на границе циклитов -181 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа Рис. 2. Система Х-образных трещин в окремне- Рис. 3. Разуплотнённые окремнелые прослои.

лых прослоях. Фото с помощью стереоскопа Фото с помощью РЭМ Рис. 4. Матричные пустоты в слоистом доломите. Фото с помощью РЭМ Особый тип пустот связан с окремненными прослоями, которые отмечаются в слоистых разностях, повторяющихся в разрезе (их мощность составляет 10-45 мм). Окремненные прослои отличаются высо кой степенью хрупкости, в связи с этим они более подвержены трещинообразованию [2]. В изучаемом разрезе окремненные прослои рыхлые, в них отмечается система Х-образных трещин, заполненных би тумом (рис. 2, 3).

Несмотря на то, что изучаемые породы плотные, в них всё же отмечается матричная пустотность, однако её значение не превышает 1,5-2%, и особой роли в строении коллектора она не имеет (рис. 4).

Разрез отличается высокой степенью трещиноватости. Выделяется 5 основных систем трещин, две из которых – наклонные, под углом 70° и 20° соответственно, три - субвертикальные. Субвертикальные трещины играют важную роль в вертикальной миграции флюидов и вкупе с различными типами пустот, развитыми по латерали, формируют зону повышенной фильтрации.

Таким образом, рифейские карбонатные отложения Камовского свода Байкитской антеклизы фор мировались в условиях тёплого мелководного морского бассейна с периодическим привносом терриген ного материала с расположенной севернее гранитоидной суши. Происходили периодические колебание уровня моря, в результате чего формировались различные типы строматолитовых тел: биогермные, слои стые, а также интракластовые, как результат разрушения слоистых разностей. Колебания уровня моря обусловили цикличность строения разреза, в связи с чем формировались и различные типы пустотного пространства, приуроченные к разным частям циклитов. Интенсивность и направленность вторичных преобразований также играли важную роль в формировании коллектора. Так, выщелачивание и ранне диагенетическое окремнение способствовали формированию и консервации пустотного пространства, в то время как вторичное, поздне-диагенетическое минералообразование (доломитизация, окремнение, сульфатизация) уменьшали количество и объём пустот. Особую роль в формировании коллектора играл этап тектонической активизации, в результате чего образовались системы трещин.

Литература 1. Хабаров Е.М. Структура джурской рифогенной формации юго-восточной части Енисейского кряжа (верхний ри фей) // Структурные особенности осадочных формаций. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1988. С. 61–81.

2. Кузнецов В.Г., Скобелева Н.М., Маркова В.Н., Найденов О.В., Рябченко В.Н. Фациальная обусловленность разви тия коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа. 2006. № 5. С. 34–42.

-182 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

Рахматуллина Айсылу Салаватовна – магистр техники и технологии, соискатель на получение кандидатской степени, ассистент, РГУ им. И.М. Губкина. Научный руководитель: докт. геол.-мин. наук, проф. О.В. Постникова.

Количество опубликованных работ: 7. Научные интересы: литология, минералогия, кристаллография, геохимия. E mail: stikhiya88@mail.ru Соловьёва Людмила Владимировна – магистр техники и технологии, соискатель на получение кандидатской степени, научный сотрудник, РГУ им. И.М. Губкина. Количество опубликованных работ: 100. Научные интересы:

литология, минералогия. E-mail: solo@aernet.ru Пошибаев Владимир Владимирович – магистр техники и технологии, аспирант, ассистент, РГУ им. И.М. Губки на. Научный руководитель: докт. геол.-мин. наук, проф. О.В. Постникова. Количество опубликованных работ: 14.

Научные интересы: литология, минералогия, растровая электронная микроскопия. E-mail: poshibaev@yandex.ru © А.С. Рахматуллина, Л.В. Соловьёва, В.В. Пошибаев, Ю.К. Романов СОСТОЯНИЕ, ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЛИТОЛОГО ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ЦИК И ПФ Развитие литолого-петрофизических исследований на современном этапе характеризуется возрас тающим пониманием того, что к изучению нефтяного пласта необходимо подходить как к единой систе ме, у которой все взаимосвязано, начиная с взаимосвязи между породой, водой и нефтью и заканчивая взаимообусловленностью от этих связей параметров для обоснования моделей залежей, подсчета запасов углеводородов.

В данной работе рассмотрены вопросы организации системы комплексного изучения пород коллекторов, виды исследований, ближайшие перспективы и основные проблемы при проведении лито лого-петрофизических исследований пород, исходя из опыта практической деятельности Центра иссле дования керна и пластовых флюидов (ЦИКиПФ).

Центр создан в 1997г. по инициативе ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и в настоящее время вхо дит в состав Филиала ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени.

Территориально Центр располагается в г. Когалыме и состоит из 3-х корпусов зданий, соединенных между собой крытыми переходами. В 2-х корпусах хранится керн скважин, в 3-ем корпусе располагают ся основные научно-производственные лаборатории. Данная структура позволила связать в один узел весь производственный процесс от начала приемки керна до выдачи результатов его исследований За казчику, что позволяет решать как оперативные задачи, так и обеспечивает проведение дополнительных и перспективных работ по исследованию керна и пластовых флюидов. Численность центра составляет 130 человек, в т.ч. 3 – кандидата наук, 96 человек работает на инженерно-технических должностях.

Схема комплексного лабораторного исследования, внедренная в ЦИКиПФ, состоит из следующих блоков:

1. Систематизация и долговременное хранение керна и шлама 2. Массовые (стандартные) определения основных петрофизических свойств пород в атмосферных усло виях, литологические и геохимические исследования керна 3.Специальные петрофизические исследования, в т.ч. в пластовых условиях.

4. Исследование потоковых явлений пласта.

5. Исследование пластовых флюидов 6. Анализ и представление результатов исследований, передача результатов в Банк Данных ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь».

В настоящее время в кернохранилище Центра сосредоточено около 80 тыс. погонных метров керна.

Мощность кернохранилища - 215 тыс. погонных метров керна, что при ежегодном поступлении керна порядка 4-5 тыс. метров в год, позволит обеспечить работу кернохранилища еще на 15-20 лет.

Ежегодный объем выполняемых обязательных исследований фильтрационно-емкостных свойств пород (стандартный комплекс) составляет 6-8 тыс. образцов в год.

Основное направление деятельности Центра - проведение лабораторных исследования керна, шлама и пластовых флюидов по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» для обеспечения работ в области геологии, разработки, добычи и строительства скважин.

Основные виды деятельности Центра:

-приемка, обработка и хранение керна, формирование базы данных по керну, обеспечение выполнения лицензионных соглашений в области недропользования.

-выполнение полного комплекса стандартных и специальных (углубленных) литолого-петрофизических исследований керна и шлама с целью получения характера разреза на базе прямых методов и обеспече ния необходимыми параметрами направлений в области геологии, разработки и добычи углеводородного сырья.

-выполнение физико-гидродинамических исследований для гидродинамического моделирования (коэф фициенты вытеснения, фазовые проницаемости и т.д.).

-183 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа -исследование влияния химических реагентов на коэффициент нефтевытеснения (сопровождение МУН) с целью оценки эффективности использования химреагентов.

-проведение экспериментов по определению степени воздействия буровых растворов на коллекторские свойства призабойной зоны пласта с целью совершенствования технологии проводки скважин и первич ного вскрытия продуктивного пласта.

-определение физико-химических свойств нефтей, пластовых вод и геохимии УВ из месторождений ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь".

-проведение работ по отбору, подготовке и хранению проб устьевой нефти с целью создания базовой коллекции нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и постановки на строгую научную основу процесса отбора и первичной подготовки нефти с целью длительного хранения нефти опор ных, разведочных и поисковых скважин.

-лабораторные исследования физико-химическими методами химреагентов и материалов, применяемых в технологиях ПНП, ИДН, ГРП, ОПЗ.

-проведение научно-исследовательских работ в области литоло-фациальных и геохимических исследова ний (хроматография УВ) керна и шлама с целью выявления перспективных участков при проведении ГРР.

-проводит контроль качества информации и представляет ее в отдел банка в соответствии с «Регламен том сбора и передачи информации по результатам исследования керна, шлама, глубинных и поверхност ных проб пластовых флюидов по скважинам».

Специализация Центра по направлению технологических исследований:

-проведение лабораторных исследований для ДО ОАО «ЛУКОЙЛ» по определению геомеханических характеристик пород для обоснования оптимальных дизайнов ГРП;

-определение остаточной проводимости проппантной пачки и оценка степени повреждения коллекторов технологическими жидкостями ГРП, применяемыми и планируемыми к применению на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» в условиях, приближенных к пластовым.

-лабораторное сопровождение проведения ГРП и химических технологий ПНП терригенных коллекто ров;

-исследование влияния состава и структуры глинистых минералов на коллекторские свойства пород;

-анализ порового пространства и минералогического состава цемента пород с помощью растрового элек тронного микроскопа Специализация по направлению химико-аналитических исследований реагентов:

-контроль качества пропантов на соответствие техническим условиям. Создание базы данных пропантов различных производителей.

-анализ жидкостей разрыва на стабильность, динамические нагрузки, реологию, седиментацию пропанта.

-исследования химреагентов, применяемых в потокоотклоняющих технологиях и ОПЗ.

-экспертный анализ новых химреагентов, предлагаемых к внедрению на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

-физико-химические исследования по адаптации технологий ПНП и ОПЗ для объектов ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь».

Из огромного перечня проблем, связанных с изучением физики нефтяного пласта, отметим главные проблемы и основные прогнозируемые тенденции развития направления «исследования керна и пласто вых флюидов», обусловленные, прежде всего, экономической необходимостью подсчета запасов, интер претации материалов ГИС, выбора рационального способа разработки с целью достижения оптимальной нефтеотдачи:

-проведение петрофизических исследований полноразмерного керна для изучения коллекторов со слож ной структурой порового пространства («рябчик», баженовские отложения, породы фундамента и коры выветривания);

-отбор и изучение ориентированного керна с целью исследования анизотропии фильтрационно емкостных свойств;

-изучение вторичных процессов минералообразования, в частности - цеолитизация пород, и влияние этих минералов на петрофизические свойства пород в пластовых условиях;

-внедрение новых методов изучения горных пород на новых физических принципах, с использованием нанотехнологий;

-повышение культуры отбора и качества исследования керна и пластовых флюидов при изучении зале жей нефти и газа на всех стадиях жизни месторождений (ГРР, подсчет запасов, моделирование, разра ботка);

-широкое внедрение и использование электронных баз данных исследований керна и пластовых флюи дов для различных нефтегазовых бассейнов, продуктивных пластов и типов коллекторов;

-необходимость актуализации или разработки специализированных программ подготовки специалистов требуемых квалификаций в ВУЗах.

Для улучшения эффективности работ и повышения качества исследований предлагается:

-использовать опыт и возможности ведущих отечественных академических и научно-исследовательских организаций для решения вопросов повышения информативности результатов петрофизических иссле -184 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

дований, сокращения источников погрешностей в случаях неопределенности условий измерений, а также разработки научно-обоснованных требований к аппаратурно-методическим комплексам проводимых исследований.

-решить вопрос метрологического обеспечения литолого-петрофизических исследований с учетом со временных требований и возможностей.

-создать координационный петрофизический совет для решения оперативных научно-практических во просов, обмена мнениями, как по методикам проводимых исследований, так и по качеству используемо го оборудования.

-необходимо разработать новые и пересмотреть действующие нормативные документы на проведение лабораторных литолого-петрофизических исследований (ГОСТы, РД и т.д.) и стандартные образцы со става, так как многие из них уже не отвечают современному уровню работ.

-в связи с появлением современных приборов по ЯМР-исследованиям, продолжить опытные работы по отработке методик ЯМР-исследований при изучении пород и флюидов.

-разработать гибкую программу повышения квалификации специалистов - по отдельным направлениям (петрофизиков, литологов т др.) на базе специализированных центров по исследованию керна и пласто вых флюидов, ВУЗов и научно-исследовательских организаций, располагающих соответствующим опы том, специалистами, оборудованием и методиками исследований.

Романов Юрий Кириллович – заместитель начальника ЦИКиПФ по геологии Филиала ООО "ЛУКОЙЛ Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени. Количество опубликованных работ: 6. Научные интересы: лито логия, петрофизика, нефтяная геология. E-mail: romanov@nipi.ws.lukoil.com.

О.М. Севастьянов, Е.Е. Захарова ВЛИЯНИЕ СТРОЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НА РАЗРАБОТКУ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Как известно, природные резервуары представляют собой естественные подземные вместилища во ды, нефти и газа. Основным флюидом, заполняющим природный резервуар, является вода. Нефть и газ могут образовывать скопления (залежи) в ловушках, являющихся частью природных резервуаров, в ко торые они попадают в результате собирательной миграции. Здесь флюиды распределяются по плотности, согласно законом гравитации. В течение геологического времени формирования залежей углеводородов у флюидов между собой и с вмещающими их горными породами устанавливается гидродинамическое, термобарическое, геохимическое равновесие. Разработка залежей, происходящая несопоставимо корот кое время по сравнению с продолжительностью их образования, сопровождается резким нарушением этого равновесия.

Разработка залежей природного газа ведется методом «на истощение», т.е. без поддержания пласто вого давления закачкой какого бы то ни было агента. Отрицательным фактором является обводнение эксплуатационных скважин и газовой залежи пластовыми водами: законтурными (для пластовой зале жи), подошвенными (для массивной водоплавающей залежи). Поступившая в залежь пластовая вода по падает в эксплуатационные газовые скважины. Со временем энергии газа становится недостаточно для полного выноса воды на поверхность. Вода накапливается на забое, постепенно заполняет весь ствол скважины, препятствуя притоку газа. В конечном итоге прекращается поступление газа из скважины, она выходит из строя по причине обводнения. Не все обводняющиеся скважины прекращают давать газ.

Многие из них годами работают с выносом пластовой воды, что осложняет эксплуатацию промыслового оборудования. Обводнение снижает газоотдачу пластов-коллекторов, т.к. между обводненными скважи нами в залежи образуются участки с защемленным газом, блокированные вторгшейся в залежь пласто вой водой. Защемленный газ остается практически неподвижным. Для его извлечения требуется бурение боковых стволов или новых скважин.

Разработка газовых месторождений в нашей стране по сравнению с разработкой нефтяных месторо ждений имеет сравнительно непродолжительную историю. Неглубокозалегающие и небольшие по запа сам газа месторождения разрабатывались без признаков обводнения. Так было до начала 60-х годов ХХ века. С вводом в конце 50-х – начале 60-х годов в разработку газовых месторождений Краснодарского края столкнулись с ранним широкомасштабным проявлением упруго-водонапорного режима и, как след ствие, с массовым обводнением газовых скважин пластовыми водами и снижением газоотдачи продук тивных горизонтов. В условиях водонапорного режима разработки одним из определяющих факторов конечной газоотдачи является эффективность вытеснения газа водой из пористой среды. Лабораторные исследования на естественных и искусственных кернах показали, что полученные при этом результаты удовлетворительно согласуются с промысловыми данными. Остаточное газонасыщение в основном оп ределяется коллекторскими свойствами пород и скоростью перемещения газоводяного контакта и изме -185 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа няется от 15% до 50%. В однородном коллекторе оно чаще всего составляет 20-30%. Особенно сущест венно влияние внедряющейся воды при разработке неоднородных по строению залежей. При этом соз даются предпосылки для потерь значительного количества газа в недрах [1].

Вышесказанное базировалось на материалах по терригенным коллекторам. В 70-е годы ХХ века в нашей стране вводятся в разработку уникальные по запасам газа месторождения с массивными водопла вающими залежами в карбонатных коллекторах большой толщины. Наиболее характерным примером активного обводнения таких залежей является Оренбургское месторождение. Вопрос прогноза газоотда чи в условиях активного обводнения скважин и залежи Оренбургского месторождения изучался в лабо раторных условиях методом вытеснения газа водой из образцов керна [2]. Во всех опытах коэффициент вытеснения газа водой не превышал 0,65-0,70 начальной газонасыщенности, а при высокой степени не однородности моделируемых коллекторов снижался до 0,5. Это означает, что в пластах, через которые прошла вода, остается 30-35% и даже 50% порового пространства, заполненного защемленным газом.

Из опыта разработки газовых залежей в условиях проявления водонапорного режима известно, что механизм их обводнения зависит от геологических, гидродинамических и промысловых факторов. Пред посылки к обводнению неодинаковы прежде всего у залежей пластового и массивного типов из-за разли чий в площади соприкосновения газонасыщенных и водонасыщенных пород. У пластовых залежей пло щадь газоводяного контакта ограничена пространством между внутренним и внешним контурами газо носности, а основная часть площади развития газонасыщенных пород, находящихся в пределах внутрен него контура газоносности, с водонасыщенными породами не соприкасается. При этом эксплуатацион ные скважины располагаются в пределах площади, ограниченной внутренним контуром газоносности.

Забои этих скважин могут находиться в самой нижней части залежи вплоть до ее подошвы без опасения вертикального подтягивания пластовой воды. Поэтому проникновение пластовых вод в такие залежи происходит в латеральном направлении после того, как в результате отбора газа в залежи значительно снизилось пластовое давление. Пластовая вода продвигается от периферии залежи в направлении ее центральной части и в этом же направлении последовательно обводняются эксплуатационные скважины.

Что касается массивных водоплавающих залежей, то у них площадь соприкосновения газонасыщен ных и водонасыщенных пород равна площади газовой залежи. Забои скважин располагаются выше газо водяного контакта и у каждой из них независимо от местоположения (в центре залежи или на перифе рии) на расстоянии от нескольких метров до нескольких десятков метров ниже забоя находится пласто вая подошвенная вода. Эти условия создают предпосылки для вертикального подтягивания пластовой воды непосредственно к забоям скважин (конусообразование). Вместе с тем не исключается возмож ность латерального направления поступления воды по газонасыщенным пластам, продолжающимся в водонапорной системе. Для массивных залежей свойственно раннее обводнение скважин, происходящее задолго до заметного снижения пластового давления в залежи, и избирательный характер обводнения, при котором нередко первыми обводняются скважины, расположенные в центральной части залежи на значительном удалении от контура газоносности.

Большое значение для формирования механизма обводнения играют литология газонасыщенных и водонасыщенных пород, их коллекторские свойства, наличие или отсутствие трещиноватости, степень гидродинамической связи между газовой залежью и водонапорной системой. В литологическом отноше нии по существенному различию в ходе процессов обводнения целесообразно выделить две группы по род: терригенные (песчаники, алевролиты) и карбонатные (известняки, доломиты). Для карбонатных пород в значительно большей степени, чем для терригенных, характерно наличие трещиноватости. По этому для массивных водоплавающих залежей, сложенных карбонатными породами, большую роль иг рает избирательное опережающее обводнение по трещинам. Разнообразие в направлении трещин (верти кальное, наклонное, горизонтальное) определяет сложный характер развития обводнения. Для залежей в терригенных породах характерно более простое, относительно равномерное продвижение пластовых вод.

Механизм обводнения скважин и массивной водоплавающей залежи в карбонатных породах боль шой толщины следующий. Сначала в скважине происходит вертикальное (конусообразное) подтягивание воды по трещинам. Потом ствол постепенно заполняется водой, после чего поступление газа прекраща ется, а вода из ствола перемещается ветвеобразно по трещинам в направлении работающих газом сква жин. Происходит также капиллярное пропитывание водой порового пространства вокруг ствола обвод ненной скважины на небольшое расстояние, что создает эффект высокой водонасыщенности порового коллектора по результатам промыслово-геофизических исследований. Таким образом, образуются «дре воподобные» формы обводнения с «водяными корнями», уходящими в подошвенную воду, «водяными стволами», которыми являются заполненные водой стволы обводненных скважин, и «водяными ветвя ми», представляющими собой обводняющиеся пласты между скважинами. Образуется неподдающийся прогнозированию «лес обводнения» с целиками блокированного водой защемленного газа, остающегося неподвижным.

В процессе разработки массивных залежей, связанных с терригенными породами, чаще происходит более или менее равномерный подъем газоводяного контакта на всей (или большей части) площади за лежи. В массивных же залежах, приуроченных к карбонатным породам, газоводяной контакт остается неподвижным при массовом хаотичном обводнении скважин.

-186 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

Внедрение пластовых вод в газовую залежь может быть затруднено при наличии нефтяной отороч ки, особенно если она имеет значительную толщину и представлена окисленной нефтью с высокими зна чениями плотности и вязкости. Такие нефтяные оторочки у газовых залежей, занимающих небольшую площадь, являются надежным экраном между газом и водой и предохраняют залежь от внедрения пла стовых вод на протяжение всего времени разработки. Это характерно для сравнительно небольших по запасам газа залежей. Крупные и уникальные по запасам газа залежи занимают большие площади, в пре делах которых нефтяные оторочки (если они имеются) обладают неповсеместным зонально-мозаичным распространением и даже на участках своего развития нередко имеют небольшую толщину. В таких ус ловиях пластовая вода проникает в залежь не только в местах прямого соприкосновения газонасыщен ных и водонасыщенных пород, но и сквозь нефтенасыщенные породы, что особенно характерно для кар бонатных коллекторов с вертикальной и субвертикальной трещиноватостью.

Литература 1. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И., Пикало Г.И., Шмыгля П.Т., Коноплев Ю.В. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку. М: Недра, 1973. 264 с.

2. Головастов Д.С., Севастьянов О.М. Газоотдача коллекторов Оренубргского месторождения при обводнении. М:

ВНИИЭгазпром, 1981. 43 с.

Севастьянов Олег Максимович – кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией гидро геологии, ООО «ВолгоУралНИПИгаз», г. Оренбург, Россия. Количество опубликованных работ: 57. Научные инте ресы: литология, гидрогеология, геология нефти и газа. E-mail: gidrogeolog@vunipigaz.ru Захарова Елена Евгеньевна – кандидат геолого-минералогических наук, заместитель заведующего лабораторией гидрогеологии, ООО «ВолгоУралНИПИгаз», г. Оренбург, Россия. Количество опубликованных работ: 45. Научные интересы: литология, гидрогеология, геология нефти и газа. E-mail: gidrogeolog@vunipigaz.ru © О.М. Севастьянов, Е.Е. Захарова, Д.А. Сергеев, С.В. Видик, Д.К. Скачек ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ТИПИЗАЦИЯ ПОРОД ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БС10 СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ СУРГУТСКОГО СВОДА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Нижний подкомплекс неокомского нефтегазоносного комплекса (валанжин-готерив-барремский) изучен на примере продуктивного пласта БС10, который является нефтеносным на Кочевском, Северо Кочевском и Северо-Конитлорском месторождениях. Пласт вскрыт всеми разведочными и эксплуатаци онными скважинами, имеет неоднородное строение и переменную мощность. Литологические особенно сти пласта изучались по керну 13 скважин северной части Сургутского свода. В изученных скважинах мощность пласта меняется от 22 до 83 м. В ряде скважин пласт сложен мощными пластами песчаников (до 10 м), которые вниз по разрезу постепенно переходят в алевролиты. В других скважинах отмечается неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов, мощности отдельных прослоев от первых см до метров. Иногда разрез представлен почти исключительно алевролитам. Включения угле фицированного детрита и слюды в породах отмечаются по всему пласту, однако в интервалах переслаи вания пород разного состава такие прослои, обогащенные углисто-слюдистым материалом, встречаются чаще. Текстуры пород массивные, слабо выраженные слоеватые (субгоризонтально-слойчатые, полого волнистые, линзовидные), часто нарушенные пластической деформацией, взмучиванием, оползанием, иногда брекчированные. Текстуры аргиллитов преимущественно горизонтальные. Повсеместно отмеча ются следы жизнедеятельности донных организмов – ихнофоссилии и другая фауна.

Преобладают породы ряда песчаники – алевролиты (по классификации Ф.П. Шепарда). Менее рас пространены глинистые алевролиты и алевритовые аргиллиты. Наибольшая песчанистость пород уста новлена в разрезе Кочевского месторождения, повышенная глинистость характерна для пород разреза Северо-Конитлорского месторождения. Песчаники средне-мелкозернистые, мелкозернистые, алеврити стые, алевритовые, светло-серые, серые, буровато-серые, в разной степени карбонатные и глинистые, часто с признаками нефтенасыщения. Алевролиты от мелкозернистых до мелко-крупнозернистых, от слабо до сильно глинистых, в разной степени карбонатные, неравномерно песчаные. Иногда отмечается запах углеводородов. Аргиллиты темно-серые, алевритовые, участками карбонатизированные, с плитча той отдельностью.

По минеральному составу песчаники и алевролиты являются граувакковыми аркозами и кварц полевошпатовыми граувакками. Наибольшее количество кварца в составе пород установлено в разрезах скважин Тевлинско-Русскинско месторождении, максимальное среднее содержание полевых шпатов на блюдается в породах Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений.

-187 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа Цемент песчаников преимущественно глинистый и карбонатно-глинистый, кварцево регенерационный, пленочный, порово-пленочный и поровый, содержится в количестве 2-9%. Глинистая фракция представлена каолинитом, хлоритом, гидрослюдой, карбонатная, как правило, кальцитом.

Пленки сплошные и прерывистые, иногда крустификационные, хлоритовые, лейкоксеновые, гидрослю дистые. Редко в песчаниках наблюдается преимущественно карбонатный цемент (содержание до 20 50%). Тип такого цемента базальный и пойкилитовый. Карбонатные разности плотные, крепко сцемен тированные.

В алевролитах преобладает пленочно-поровый тип цементации, несколько реже встречается поро вый, кварцево-регенерационный, базальный. Базальная цементация в алевролитах проявлена сильнее, чем в песчаниках. Как правило, пленочно-поровый цемент по составу смешанный карбонатно-глинистый (гидрослюда, каолинит, в меньшей степени хлорит, кальцит в примесных количествах;

пленки хлорито вые, лейкоксеновые, гидрослюдистые), очень редко – глинистый. Базальный цемент – глинисто карбонатный.

Выделение восьми литотипов пород было основано на комплексе литолого-петрофизических при знаков, однако доминирующим являлось распределение гранулометрического состава (рис. 1).

Литотип 1. Песчаники средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритовые, часто с признаками нефтенасыщения. Слабоизвестковистые разности являются коллекторами I-IV классов и характеризуют ся пористостью 16-23%, проницаемостью 12-1076·10-3мкм2, плотностью 2,03-2,20 г/см3, остаточной во донасыщенностью 16-48%. В карбонатных песчаниках фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) ухуд шаются – пористость составляет 8-18%, проницаемость – 0,01-7,2·10-3мкм2 (V-VI класс коллекторов), плотность и остаточная водонасыщенность увеличиваются до 2,21-2,65 г/см3 и 38,3-95% соответственно.

Литотип 2. Песчаники мелкозернистые алевритовые, слабоглинистые, в разной степени карбонати зированные, иногда с признаками нефтенасыщения. Это преимущественно коллекторы IV–V классов, иногда до III (пористость 13,1-22,4%, проницаемость – 1,23-117,7·10-3мкм2, водонасыщенность – 26,54 60,2%, плотностью 2,07-2,30 г/см3). Карбонатные разности являются коллекторами IV-VI и неколлекто рами, плотность их увеличивается до 2,19-2,62 г/см3, остаточная водонасыщенность до 37-97%, порис тость падает до 6,5-18,2%, проницаемость составляет 0,01-18·10-3мкм2.

Литотип 3. Алевролиты мелко-крупнозернистые, реже крупно-мелкозернистые, песчанистые и пес чаные, карбонатные, преимущественно слабоглинистые. Это неколлекторы и коллекторы VI-IV классов, в единичных случаях (скв. Кочевская-82) до III с пористостью 3,6-21,8%, проницаемостью 0,01-128,5·10 мкм2, объемной плотностью 2,07-2,61 г/см3, остаточной водонасыщенностью 26,6-98,7%.

Содержание песчаных фракций от 5,1 до 49,9%, алевритовых – 45,3-88,6%, пелитовых – 0-14,62%.

Медианный диаметр зерен 0,04-0,1 мм, сортированность от хорошей до средней. Особенностью состава цемента пород данного литотипа является преобладание хлорита над каолинитом, а также достаточно высокое содержание гидрослюдистых минералов. В целом содержание каолинита в пелитовой фракции 7-49%, хлорита 16-65%, гидрослюды 9-55%, смешанослойных образований 2-7%. Литотип отмечается во всех скважинах. Может встречаться в прослоях, а также образовывать слои до 10 м, причем в этом слу чае зернистость уменьшается вниз по разрезу.

Литотип 4. Алевролиты крупно-мелкозернистые, глинистые, слабопесчанистые и песчаные, некол лекторы. ФЕС: пористость 6-12,9%, проницаемость – 0,01-0,02·10-3мкм2, плотность 2,34-2,49 г/см3, водо удерживающая способность 96-99%.

Литотип 5. Аргиллиты алевритовые и алевролиты сильно глинистые, известковистые и известко вые, в редких случаях песчанистые. Неколлекторы. Средняя плотность 2,51 г/см3, остаточная водонасы щенность около 95%.

Литотип 6. Песчаники мелкозернистые алевритовые, известковистые и известковые. ФЕС пород изменяются в широком диапазоне значений: пористость от 6 до 20%, проницаемость от 0,02 до 81·10 мкм2, объемная плотность от 2,13 до 2,52 г/см3, водонасыщенность от 30 до 94%. Как следствие, они могут быть и коллекторами (до IV класса), и неколлекторами. Присутствует только в разрезах двух скважинах.

Литотип 7. Песчаники средне-мелкозернистые алевритовые, иногда глинистые. Как и породы лито типа 6, характеризуются значительным разбросом ФЕС. Это коллекторы II-III и VI классов с пористо стью 9-22%, проницаемостью 0,14-859,4·10-3мкм2, плотностью 2,06-2,42 г/см3, водонасыщенностью 19 95%. Широкого распространения данные породы в изученных скважинах не имеют.

Литотип 8. Песчаники мелко-среднезернистые (разнозернистые), алевритовые. Коллекторы III класса. Петрофзические свойства следующие: пористость – 18,3%, проницаемость – 176,12·10-3мкм2, объ емная плотность – 2,16г/см3, водоудерживающая способность – 26,3%.

Таким образом, пласт БС10 характеризуется сложным неоднородным строением разреза, в его соста ве выделено 8 разновидностей пород. Наиболее распространенными являются породы литотипов 1-4, наибольшее значение как коллекторы имеют литотипы 1 и 2.

-188 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

Литотип 1. Литотип 5.

Песчаники средне-мелкозернистые алевритовые Аргиллиты алевритовые и алевролиты глинистые 60 50 40 содержание, % содержание, % 30 20 10 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0. размер фракции, мм размер фракции, мм Литотип 6.

Литотип 2.

Песчаники мелкозернистые алевритовые.

Алевропесчаники (песчаники мелкозернистые алевритовые) 60 50 40 содержание, % содержание, % 30 20 10 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0. размер фракции, мм размер фракции, мм Литотип 7.

Литотип 3.

Песчаники средне-мелкозернистые алевритовые Алевролиты мелко-крупнозернистые и крупно-мелкозернистые 60 50 40 Содержание, % содержание,% 30 20 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0. Размер фракции, мм размер фракции, мм Литотип 8.


Литотип 4.

Песчаники разнозернистые (мелко-среднезернистые) Алевролиты крупно-мелкозернистые глинистые алевритовые 60 50 40 Содержание, % Содержание, % 30 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0. 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0. размер фракции, мм размер фракции, мм Рис. 1. Диаграммы распределения гранулометрического состава пород пласта БС10.

Видик Светлана Владимировна – к.г.-м. наук, зав. литологической лабораторией ФГУП «ВСЕГЕИ». Количество опубликованных работ: 25. Научные интересы: литология, нефтегазоносность осадочных бассейнов Сибири. E-mail:

Svetlana_Vidik@vsegei.ru Сергеев Дмитрий Александрович – аспирант, инженер 1 категории ФГУП «ВСЕГЕИ». Научный руководитель:

к.г.-м.н. А.И. Ларичев. Количество опубликованных работ: 5. Научные интересы: литология, нефтяная геология. E mail: Tpatata@list.ru Скачек Дмитрий Константинович – студент МГГРУ. Научные интересы: литология нефтегазоносных толщ.

© Д.А. Сергеев, С.В. Видик, Д.К. Скачек, -189 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа Р. М. Смишко ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО В ПРОЦЕССЕ КАТАГЕНЕЗА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД Все возрастающее количество скважин, бурящихся с целью поисков залежей углеводородов на больших глубинах, заставляет с особой остротой ставить вопрос научного прогнозирования их размеще ния и качества. В этой связи чрезвычайную актуальность приобретает проблема теоретического обосно вания условий формирования пород-коллекторов на больших глубинах.

Предлагаемая работа посвящена проблемным вопросам влияния органических и, в частности, био генных веществ на преобразование кластических пород в процессах катагенеза, с чем связано изменение пористости и в определенной мере трещиноватости.

Изучение влияния органических соединений на формирование вторичных минеральных ассоциаций осадочных пород имеет уже 150-летнюю историю [1], хотя эти исследования носят скорее эпизодический характер, в частности что касается их связи с геологией. Наибольшее внимание в экспериментальных работах уделено водной химии кремнезема, его подвижности и формам переноса в нейтральных водах в связи с органическим веществом. Однако, многие вопросы, касающиеся фундаментальных проблем хи мизма среды, источников кремнезема для кремнистых цементов песчаников, механизма формирования вторичной пористости пород, остаются нерешенными. Лишнее говорить о научной и практической цен ности таких работ для нефтегазовой геологии, горного дела, а также разработки теоретических вопросов литогенеза.

Несколько дальше в решении отдельных намеченных выше проблем продвинулась биохимия и ме дицина, хотя объектом их непосредственных исследований выступали и некоторые минералы [2].

Основанием работы послужили исследования материала глубоких скважин Предкарпатского проги ба, Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) и Донецкого бассейна, где были установлены специфические породы, которые при полевом описании были диагностированы как кварцитовидные песчаники. Несо мненно, что такие породы не могли образоваться как первично осадочные, что и было подтверждено микроскопическими и электронно-микроскопическими исследованиями: зерна кварца представлены от мельчайших зародышевых и до 0,2-0,3 мм. Процессы вторичного минералообразования по данным тер мобарогеохимических исследований ограничены относительно невысокими температурными парамет рами – 120-150°C.

Важной особенностью процессов субаквального седиментогенеза является тот факт, что большинст во осадков отлагались в бассейнах, насыщенных органикой биогенного происхождения. Для наших ис следований важнейшей была "остаточная" органика, "законсервированная" в породах как составной эле мент. Все процессы, происходящие в породе под действием различных геологических факторов, влияют и на эту органику.

Нами не рассматривались процессы изменения биогенного вещества, поскольку они достаточно из вестны, однако без влияния на эти преобразования минерального компонента. Следствием таких преоб разований являются вторичные изменения, аутигенная минерализация, метаморфизм органических ос татков. Наиболее полно эти процессы можно наблюдать в угленосных, нефтеносных толщах, а также в перекрывающих их комплексах, которые подвергаются влиянию органики во время вертикальной мигра ции обогащенных органикой флюидов. В последнем случае фиксация подобных преобразований может выступать как поисковый критерий. Отметим также, что детальное петрографическое изучение углевме щающих пород дает основания предполагать, что некоторые преобразования минерального вещества, аутигенное минералообразование, в том числе вторичный кварц, плагиоклаз, некоторые глинистые ми нералы образовались при перекристаллизации под влиянием органических веществ, очевидно в водных растворах. Не исключено также влияние газообразных углеводородов на вторичные преобразования, в частности каолинизацию [3].

О кристаллизации кварца из низкотемпературных растворов, насыщенных углеводородами, свиде тельствуют обнаруженные жидкие углеводороды в газово-жидких включениях кристалликов кварца ("мармарошские диаманты") [4]. При этом все исследователи отмечают чрезвычайно низкую раствори мость кварца, силикатов и алюмосиликатов в воде при рН = 7 и температурах от +20 до 100–150°C. Та ким образом, в условиях развития и формирования большинства осадочных формаций Р–T условия не способствовали их растворению и комплексированию, без чего невозможен перенос и раскристаллизация с минералообразованием. И хотя большинство кластов осадочных пород представлены магматическими минералами, которые в условиях земной поверхности являются нестабильными, однако их химическая стойкость на протяжении длительного времени позволяет им без существенных изменений сосущество вать с поверхностными образованиями.

Во многих глубоких скважинах Предкарпатского прогиба, ДДВ, в угленосных толщах Донбасса об наружены породы – кварцитовидные песчаники, в которых кварц представлен как новообразованный минерал.

Как известно, оксид кремния во всех его формах представляет собой слаборастворимое соединение, при этом наихудшая растворимость наблюдается для кварца. Растворимость SiO2 возрастает только при высоких температурах, сопровождающих гидротермальный процесс. При высоких значениях рН раство -190 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

римость кремнезема достигает уровня, с которым можно связывать процессы окварцевания. Однако, в природе такие условия очень редко встречаются. Согласно экспериментальным данным, при повышении температуры от 0 до 100° С растворимость кремнезема возрастает от 50 – 80 до 360 – 420 мкг/г соответ ственно (по К. Б. Краукопфу). И хотя из всех природных форм оксида кремния кварц является наименее растворимым, встречаемость его в качестве новообразований в составе цемента, регенерации зерен, а также индивидуальных кристаллов наивысшая.

В работах, касающихся влияния различных органогенных соединений на эволюцию осадков, под черкнута их роль в процессах растворения и дальнейшей кристаллизации минералов [5]. В частности малорастворимые в воде минералы, в том числе и силикаты, под влиянием некоторых органических со единений (Na – АТФ в экспериментах К. Нойберга и У. Эванса) легко растворяются. Разложение же ор ганического вещества в дальнейшем ведет к выпадению минералов из раствора. Формируется стойкая в новых условиях минеральная ассоциация.

Реакционноспособные углеводороды образуются при миграции их водных растворов сквозь породу в процессе захвата и присоединения компонентов рассеянной органики. Такие растворы становятся осо бо агрессивными относительно минеральной неорганической составляющей и ведут к растворению ря да минералов, образуя при этом сложные металлоорганические соединения. В миграции принимают уча стие и многие элементы, которые в обычных геохимических процессах являются малоподвижными. К ним в первую очередь относятся алюминий, железо, кальций.

Первичную осадочную породу можно представить как карбонат-полевошпат-глинисто-кварцевую минеральную ассоциацию. При дальнейших преобразованиях в процессе катагенеза при участии органи ческих соединений происходит разрушение полевых шпатов, преобразование глинистых минералов, рас творение карбонатов. Кварц частично подвергается перекристаллизации и количественно возрастает за счет SiO2 силикатов. Формируется более устойчивая карбонат-каолин-кварцевая ассоциация, в которой карбонат является непостоянной составляющей. Пористость породы возрастает. Под влиянием органиче ских соединений некоторые элементы подвергаются выносу в форме металлоорганических соединений.

Удаление алюминия и трансформация оксида кремния из слоистой структуры (глинистые минералы) в каркасную кварца обуславливает уменьшение объема минеральной части первичной породы, что способ ствует развитию пористости, а значит и улучшению коллекторских свойств породы.

Подтверждается влияние нефтяной органики на перекристаллизацию кварца отдельными образцами, где на контакте нефтяного включения кварц регенерирован и образует четко проявленную микрогрань.

Таким образом, нефтяной флюид, мигрируя сквозь пористую породу под действием тектонических процессов, не только не консервирует первичный минеральный состав породы и не приостанавливает протекание геохимических процессов, но и значительно их интенсифицирует за счет формирования "аг рессивного" мигрирующего флюида. Последний обуславливает развитие коллектора. Подобный процесс может оказывать влияние как на улучшение коллекторских свойств, так и на консолидацию покрышки за счет перераспределения алюминия и каолинизации перекрывающих гранулярный коллектор толщ.

С целью обнаружения вторичных коллекторов и прогнозирования их распространения и локализа ции необходимо исследовать песчаники и комплексы глинистых минералов, что позволит установить наиболее важные каолинит-кварцевые ассоциации а также вторичные пористые кварциты как перспек тивные объекты для поисков нефтяных и газовых месторождений.


Литература 1. Julien A.A. On the geological action of the humus asids. // Amer. Assoc. Adv. Sci. Proc. 28. 1879. P.311 – 410.

2. Huang W. H. and Kiang W. C. Laboratory dissolution of plagioclase feldspars in water and organic acids at room tempera ture // American Mineralogist. Vol. 57. Nos. 11–12. 1972. P. 1849–1859.

3. Комский Н. М., Трофименко Г. Л. Некоторые особенности эпигенеза глинистых пород нефтегазоносных площадей // Геохимия. 1986. № 7. С. 1012–1022.

4. Зациха Б. В. Включения углеводородов в гидротермальном кварце Закарпатской металлогенической провинции // Углерод и его соединения в эндогенных процессах минералообразования: Сб. научн. ст. Львов, 1975. С. 25–30.

5. Энергли У., Брили Л. Аналитическая геохимия. Л., 1975. 295 с.

Смишко Роман Маркиянович – кандидат геолого-минералогических наук, доцент, Львовский национального университета им. Ивана Франко, старший научный сотрудник. Количество опубликованных работ: 89. Научные ин тересы: тектоника и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины и Донецкого бассейна.

© Р.М. Смишко, -191 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа А.А. Сюрин МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ БАТСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА УРЕНГОЙСКОГО РАЙОНА В настоящее время отложения средней юры исследуемого района в целом слабо изучены, однако со гласно многим исследованием с ними связаны значительные перспективы нефтегазоносности. Исследуе мые отложения включают малышевский проницаемый комплекс, представленный верхнетюменской подсвитой (верхний байос – верхний бат), и нижневасюганский флюидоупор, представленный нижнева сюганской подсвитой (верхний бат – келловей).

Район исследования расположен на севере Западной Сибири в Ямало-Ненецком автономном округе.

На территории района расположены города Самбург и Новый Уренгой. С востока район ограничен рекой Пур, на северо-востоке – Тазовской губой, на западе – месторождениями Юбилейное и Песцовое.

Батский региональный резервуар, представленный малышевским проницаемым комплексом (верхи верхнего байоса – низы верхнего бата) и келловей-верхнеюрским флюидоупором, пользуется повсемест ным распространением в Уренгойском районе [1, 2]. Толщина резервуара изменяется от 180 до 440 м.

Наибольшие ее значения отмечаются в юго-восточной части исследуемой территории. В западном и се верном направлениях фиксируется уменьшение толщины резервуара.

Малышевский проницаемый комплекс сложен глинисто-алевролитово-песчаными породами верх нетюменской подсвиты, суммарная толщина которых изменяется от 140 до 290 м, на большей части тер ритории – от 150 до 230 м. Характер ее изменения по площади сходен с распространением толщин ре зервуара в целом. Комплекс характеризуется циклическим строением: чередованием песчаников, алевро литов и аргиллитов с прослоями углистых пород. В его строении выделяются циклиты разного порядка – от элементарных на уровне слойков до крупных, включающих песчаные пласты и пакеты алевролитово глинистых пород, имеющие региональное распространение. В качестве последних подраз-делений выде лены и прослежены циклически построенные пачки tm-9, tm-10 и tm-11.

В составе малышевского комплекса выделяются регионально выдержанные песчаные пласты (Ю2, Ю3 и Ю4) и локально развитые пласты (Ю2а, Ю2б, Ю3а, Ю3б, Ю4а и Ю4б).

Коллекторы проницаемого комплекса распространены повсеместно. Толщина их варьирует от 10 до 35 м. Характер распределения толщин коллекторов по площади района подобен распределению толщин песчаников.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов следующие: открытая пористость от 10 до 19%, обычно от 10 до 16%, межзерновая проницаемость от долей до 7·10-3 мкм2. В целом коллекторы характе ризуются средней пористостью и пониженной и низкой проницаемостью.

Пласт Ю2 залегает в кровле проницаемого комплекса, в верхней части циклически построенной пачки tm-11, пользуется повсеместным распространением в районе исследования, являясь наиболее вы держанным пластом юрского комплекса. Толщины его изменяются от 5-7 до 40 м, наиболее часто от до 25 м. Наибольшие и средние их значения (15-40 м) отмечаются в юго-восточной части района, а ми нимальные – на северном и западных обширных участках.

Вещественный состав пласта весьма разнообразен. Обычно он представлен переслаиванием песча ников, алевролитов и аргиллитов с прослоями углистых пород. Соотношение этих пород в пласте раз личное, содержание песчаников наиболее часто варьирует от 20 до 50%, толщина их изменяется от не скольких сантиметров до 10-15 м.

Песчаники серые, светло-серые, участками коричневато-серые, массивные и тонкослоистые, часто глинистые и алевритовые, обычно мелкозернистые, граувакково-полевошпатово-кварцевого состава, различной степени отсортированности, с содержанием цемента глинисто-карбонатного состава наиболее часто от нескольких до 10-15%.

Коллекторы пласта Ю2 пользуются повсеместным распространением. Суммарная их толщина изме няется от нескольких до 15 м, обычно от 5 до 12 м. Характер распределения ее значений по площади района аналогичен распределению толщин пласта в целом.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта следующие: открытая пористость варьиру ет от 10 до 19%, межзерновая проницаемость – от 0,01 до 7·10-3 мкм2.

Пласт Ю3 приурочен к средней части проницаемого комплекса, к основанию пачки tm-10, характе ризуется, как и вышезалегающий, повсеместным развитием в исследуемом районе. Толщина его варьи рует от 5 до 36 м, обычно от 10 до 25 м. Максимальные значения ее (25-35 м) фиксируются в юго восточной части исследуемого района, в северо-восточном и юго-западном направлениях толщины пла ста имеют тенденцию к уменьшению.

Литологический состав пласта, в отличие от вышезалегающего, более однороден. На большей части территории пласт сложен преимущественно песчаниками, а местами только песчаниками. Также в разре зах выделяются прослои алевролитов, аргиллитов и углистых пород. Песчаники пласта серые, светло серые, участками с коричневатым оттенком, массивные и тонкослоистые, преимущественно мелкозерни стые и средне-мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые, граувакково-полевошпатово -192 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

кварцевого состава, с глинисто-сидеритово-кальцитовым цементом, содержание которого обычно со ставляет 3-10%.

Коллекторы пласта повсеместно распространены в исследуемом районе. Суммарная их толщина из меняется от 2-3 до 16-17 м, изменение ее значений по площади района подобно распределению толщины пласта в целом. Открытая пористость их характеризуется разбросом значений от 10 до 17%, а межзерно вая проницаемость – от долей до 3·10-3 мкм2.

Пласт Ю4 залегает в подошве проницаемого комплекса, в основании пачки tm-9, имеет повсемест ное развитие в исследуемом районе. Толщина его изменяется от 1-2 до 17-18 м, наиболее часто – от 5 до 15 м. Наибольшие толщины наблюдаются в центральной и юго-восточной частях района. Уменьшение толщин пласта происходит в западном и северо-восточном направлениях, то есть распределение его толщин по площади отличается от вышезалегающих пластов.

Литологический состав пласта сходен с пластом Ю3. Он также сложен на значительной части рай она преимущественно песчаниками, а участками только песчаниками. Также в разрезах выделяются про слои алевролитов, аргиллитов и углистых пород. Песчаники пласта серые, светло-серые, коричневато серые, тонкослоистые и массивные, обычно мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые, полевош патово-граувакково-кварцевого и граувакково-полевошпатово-кварцевого состава. Чаще всего в породах отмечается глинистый и карбонатно-глинистый цемент от 2-3 до 15%.

Толщина коллекторов пласта изменяется от 1-2 до 10-12 м, обычно от 3-5 до 10 м, распределение ее значений по площади района сходно с распределением общих толщин пласта.

Келловей-верхнеюрский флюидоупор сложен преимущественно глинистыми отложениями васю ганской, георгиевской и баженовской свит, пользующихся повсеместным распространением в рассмат риваемом районе. Толщины его изменяются от 40 до 160 м, достигая наибольших значений (120-160 м) в северной и восточной частях района. Минеральный состав флюидоупора в основном представлен слю дой и хлоритом, с присутствием глауконита и стяжений пирита. Для исследуемой территории характерно содержание песчаников во флюидоупоре до 1-2%. Лишь на юго-востоке района выделяется область по вышенного опесчанивания разреза (5-10%). Качество его на большей части территории определяется как высокое. Флюидоупор среднего качества прогнозируется в юго-восточной части и на небольшом участке на западе района исследования.

Обстановки осадконакопления песчаных пластов Ю2, Ю3 и Ю4.

Восстановление обстановок осадконакопления производилось методом электрометрических моде лей фаций [3, 4]. Выполненные автором палеогеографические реконструкции отложений продуктивных пластов Ю2, Ю3 и Ю4 исследуемого района, базирующиеся на материалах каротажа 20 скважин и описа нии керна, представляются следующими.

Пласт Ю2 формировался в условиях мелководного шельфа с развитыми на нем баровыми построй ками, которые выделены в центральной, юго-восточной и северной частях района.

Пласт Ю3 накапливался преимущественно в обстановке мелководного шельфа. Для него также ха рактерны переходные (дельта, прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем) и континентальные (русла, поймы, старицы, озера, болота) условия, которые прогнозируются на юге и юго-востоке района.

Пласт Ю4, в отличие от вышеописанных, формировался в основном в континентальных условиях.

На большей части района его образования отлагались в обстановках аллювиальной и озерно-болотной равнин. Морские (мелководный шельф и бары) и переходные (дельта и прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем) обстановки существовали только на севере района.

Следовательно, пласт Ю2 формировался в морских условиях, Ю3 – в морских, переходных и конти нентальных, а Ю4 – преимущественно в континентальных, что свидетельствует о возрастании мористо сти отложений резервуара снизу вверх по разрезу.

Литература 1. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Шурыгин Б.Н. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири// Геология и геофизика. 2001. Т. 42. №3. С. 749-765.

2. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская систе ма. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000. 480с.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. Л.: Изд-во «Недра», 1984. 260 с.

4. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М.: Изд-во «Недра», 1989. 294 с.

Сюрин Антон Александрович – аспирант, младший научный сотрудник, Федеральная бюджетная организация науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН им. А.А. Трофимука. Научный руководитель: докт.

геол.-мин. наук Г.Г. Шемин. Количество опубликованных работ: 6. Научные интересы: нефтяная геология, литоло гия, палеогеография. E-mail: surinaa@ipgg.nsc.ru © А.А. Сюрин, -193 Секция 5. Нефтегазовая литология. Подсекция 5В. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа Н.Н. Тимонина ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В НИЖНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ За более чем восьмидесятилетний период проведения геологоразведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции практически исчерпан фонд крупных антиклинальных структур, которые относительно просто выявлялись и надежно готовились к бурению. В условиях сокращения фонда неф теперспективных структур в районах интенсивной нефтедобычи дальнейшее развитие нефтегазового комплекса связано как с переориентацией поисково-разведочных работ на выявление сложнопостроен ных залежей углеводородного сырья, так и с разработкой более совершенных моделей и методик экс плуатации месторождений нефти и газа. Эффективность поисково-разведочных работ во многом зависит от точности реконструкций условий осадконакопления коллекторов нефти и газа.

Существенное повышение эффективности разработки залежей нефти возможно при построении аде кватной геологической модели коллектора, учитывающей его фильтрационно-емкостную неоднород ность как на уровне пласта, так и слагающих его прослоев. Cлоистая неоднородность коллектора, влияющая на характер фильтрации флюида в скважину, анизотропию коллекторских свойств песчани ков, коэффициент вытеснения нефти и другие параметры разработки залежей углеводородов, имеют тес ную связь с условиями его формирования. Прогноз всей совокупности фильтрационной неоднородности коллектора может быть выполнен только с учётом седиментационной модели формирования пласта. Мо дели строения континентальных отложений разрабатывали в разное время Л.Б. Рухин [1], Г.Вишер [2], Э. Хэлем [3] и другие исследователи.

Исследования, касающиеся тех или иных аспектов перспектив нефтегазоносности, условий форми рования триасовых отложений региона, проводились такими специалистами как В.И. Чалышев, Л.М.

Варюхина, И.З. Калантар, С.Д. Танасова, Е.Д. Мораховская и др. [4, 5, 6].

В настоящее время на севере региона активно осуществляется подготовка к эксплуатации и разра ботка таких месторождений как Варандейское, Лабаганское, Харьягинское и ряд других. Нижнетриасо вые отложения характеризуются значительной латеральной и вертикальной неоднородностью, кроме того, они, как правило, являются вместилищем тяжелой высоковязкой нефти, этим обусловлены опреде ленные трудности при выборе способа разработки. В связи с этим возникает необходимость выявления особенностей распространения нижнетриасовых отложений и установления зависимости их коллектор ских свойств от условий накопления и преобразования.

Нижнетриасовые отложения распространены практически на всей территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции за исключением осевых зон крупных положительных структур, таких как Седуяхинский и Талотинский валы, вал Гамбурцева. Отложения с размывом залегают на различных го ризонтах перми и более древних образований и представлены ритмичным переслаиванием красно коричневых глин, зеленовато-серых алевролитов и серых песчаников с прослоями конгломератов внут ри- и внеформационного состава. Максимальная мощность нижнетриасовых образований зафиксирована в Коротаихинской и Большесынинской впадинах, в северо-западном направлении отмечается сокраще ние мощностей.

На основе детальных литолого-фациальных исследований проводилась диагностика песчаных тел. В процессе анализа каротажных диаграмм, макро- и микроскопического изучения керна установлена вер тикальная последовательность литотипов, прослежено развитие пластов по площади. Помимо седимен тологических исследований были привлечены результаты изучения петрографического состава обломоч ных пород, минерального состава цементов песчаников. Проведены анализ распределения отложений нижнетриасового возраста по классам коллекторов и исследование структуры порового пространства отложений.

В результате изучения отложений были выделены несколько типов разрезов, различающихся по мощности, соотношению в разрезе, структуре, составу и генезису песчаных пластов. Рассмотренные ти пы разрезов иллюстрируют обстановки осадконакопления, существовавшие на территории современной Тимано-Печорской провинции в раннетриасовую эпоху. Все разрезы имеют трехчленное строение. Де тальные фациальные реконструкции по продуктивным пластам позволили доказать аллювиальный гене зис отложений и провести более дробное расчленение с выделением фаций пристрежневой части русла, прирусловой отмели, прирусловых валов и внутренней части поймы.

Резервуары аллювиального типа резко невыдержанны по площади. В полосах развития их мощности колеблются от 10 до 35 м. Латеральные границы с отложениями других фаций очень сложные, часто от мечаются врезы в подстилающие отложения. Коллекторские свойства пород характеризуются макси мальной дисперсией значений пористости и проницаемости, обусловливающей значительную гетероген ность резервуаров аллювиального типа.

Факторы, влияющие на емкостные и фильтрационные свойства пород, закладываются на стадии се диментогенеза. Характер осадконакопления, в первую очередь, скорость и направление водных потоков оказывают влияние на распределение обломков породы: размер зерен, их количество, степень окатанно сти обломков, слагающих породы. Форма зерен в изучаемых отложениях отличается большим разнооб -194 Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии»

разием, но наибольшее распространение получили неокатанные и полуокатанные частицы. Состав и структура цементирующего вещества также определяют коллекторские свойства пород.

Выделяются две основные разновидности пор: первичные межгранулярные и вторичные. Первый тип пористости возникает на ранних стадиях седиментогенеза, характер определяется структурой поро вого пространства, формой пор, сообщаемостью пор между собой и распределением в пласте, зависит от характера упаковки обломков. Вторичная пористость обусловлена растворением карбонатного цемента и обломков пород, растворение могло протекать под действием как поверхностных, так и подземных вод.

В результате проведенных исследований установлено, что ведущая роль в коллекторах нижнетриасового возраста принадлежит песчаникам с межзерновой пористостью.

Коллекторы V-VI класса [7] наиболее широко встречаются среди пойменных образований, пред ставлены алевролитами и мелкозернистыми плохо отсортированными песчаниками, с поровым цементом преимущественно смектитового состава. Низкие значения емкостных и фильтрационных свойств обу словлены небольшим содержанием крупных поровых каналов (менее 5%) и увеличением числа не фильтрующих пор. Коллекторы IV класса представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками с по лиминеральным цементом: глинистым - порового типа и карбонатным - сгустково-порового. Содержание крупных поровых каналов не превышает 30%. Формирование отложений происходило в условиях внеш ней части поймы. Коллекторы II-III классов представлены среднезернистыми плохо отсортированными песчаниками с цементом порового типа, сформировавшимися в обстановке с относительно спокойным гидродинамическим режимом. Доля крупных поровых каналов увеличивается до 50-60%. Формирование подобных отложений происходило в условиях прирусловой отмели и в пристрежневой зоне. К коллекто рам I класса могут быть отнесены крупнозернистые песчаники с крустификационным цементом хлори тового состава, а также бесцементные песчаники. Высокие значения фильтрационно-емкостных свойств обусловлены преобладанием (более 60%) крупных поровых каналов, сообщающихся между собой.

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

1. Вторичные изменения, положительно влияющие на коллекторские свойства пород, проявились в рас творении зерен полевого шпата, а также в выщелачивании эффузивов. Новообразования хлорита, пле ночной гидрослюды, каолинита, а также уплотнение уменьшают объем порового пространства и снижа ют фильтрационные и емкостные свойства песчаных пород.

2. Цемент песчаников представлен хлоритом, смектитом, каолинитом, кальцитом. Тип цементации пле ночный, поровый, в некоторых случаях базальный.

3. Формирование пустотного пространства в терригенных коллекторах обусловлено сложным взаимо действием процессов седиментогенеза и диагенеза. Формирование песчаников происходило в аллюви альных условиях, активный гидродинамический режим обусловил образование в песчаниках пустотного пространства с хорошими емкостными и фильтрационными свойствами.



Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 || 12 | 13 |   ...   | 18 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.